Содержание к диссертации
Введение
Глава 1 Геолого-геофизическая характеристика шельфа Печорского моря 12
1.1. Состояние изученности 12
1.2. Литолого-стратиграфическое расчленение осадочного чехла 15
1.3. Особенности тектонического строения 24
Глава2 Нефтегазоносность шельфа Печорского моря 29
2.1. Нефтегазогеологическое районирование 29
2.2. Нефтегазоносные комплексы 32
2.3. Природные резервуары шельфа Печорского моря 37
2.4. Нефтегазовый потенциал
2.4.1. Основные результаты уточнения начальных суммарных и прогнозных ресурсов нефти в недрах Печороморского шельфа по состоянию на 01.01.2002г 41
2.4.2. Характеристика запасов углеводородного сырья шельфа Печорского моря 43
2.5. Качество углеводородного сырья 55
ГлаваЗ Ловушки и залежи нефти и газа 70
Глава 4 Характеристика нефтегазовых месторождений Печорского шельфа 77
Глава 5 Современные методы исследований сложных коллекторов и ловушек шельфа Печорского моря, интерпретация геофизических данных 106
5.1. Современная методология определения свойств коллекторов по данным геолого-геофизических исследований 106
5.2. Характеристика продуктивных горизонтов в карбонатных палеозойских отложениях шельфа Печорского моря, оценка фильтрационно-емкостных свойств 109
5.3. Интерпретация данных ГИС на примере Долгинского месторождения 117
Глава 6 Экономическая оценка перспектив освоения ресурсов нефти шельфа Печорского моря 124
6.1. Вводные замечания 124
6.2. Методика геолого-экономической оценки 127
6.3. Нормативная база экономической оценки 135
6.3.1. Предварительные замечания 135
6.3.2. Капитальные затраты 136
6.3.3. Эксплуатационные затраты 140
6.4. Результаты экономической оценки перспективных объектов Печорского шельфа 142
6.4.1. Оценки экономической эффективности проектов освоения 142
6.4.2. СРП как инструмент повышения инвестиционной привлекательности арктических нефтегазовых проектов 164
6.4.3. Влияние макроэкономических условий на эффективность морских проектов 165
Глава 7 Выбор приоритетных направлений геологоразведочных работ на шельфе Печорского моря 171
Заключение 174
Список литературы
- Литолого-стратиграфическое расчленение осадочного чехла
- Основные результаты уточнения начальных суммарных и прогнозных ресурсов нефти в недрах Печороморского шельфа по состоянию на 01.01.2002г
- Характеристика продуктивных горизонтов в карбонатных палеозойских отложениях шельфа Печорского моря, оценка фильтрационно-емкостных свойств
- Результаты экономической оценки перспективных объектов Печорского шельфа
Введение к работе
Актуальность темы. Район исследований находится на севере Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции (ТІШ), на шельфе Печорского моря, где уже открыто шесть месторождений углеводородов. Долгинское, Варандей-море, Медынское-море, Приразломное, Северо-Гуляевское и Поморское. Выявление этих месторождений, четыре из которых приурочены к экваториальным продолжениям валообразных поднятий суши (Колвинского, Сорокинского и Медынского), а также целого ряда перспективных локальных структур-ловушек в регионально продуктивных палеозойских отложениях обуславливает необходимость продолжения здесь поисково-разведочных работ (ПРР) и освоения углеводородного сырья (УВС). Несмотря на некоторые различия, на шельфе Печорского моря предполагаются сходные условия нефтегазоносности, что и на промышленно осваиваемой смежной суше. Это доказывается распространением на севере ТПП (включая акваторию) единых нефтегазоносных комплексов, корреляция которых по разрезам скважин проведена в диссертации.
Шельф Печорского моря большинством исследователей относится к числу наиболее перспективных в отношении нефтеносности среди арктических акваторий РФ. Современная структура начальных суммарных ресурсов (НСР) УВ на шельфе Печорского моря такова, что основную их часть составляют невыявленные ресурсы категорий Сз, Д1 Д2, при этом НСР нефти составляют порядка 46% от общей величины НСР УВ. На протяжении многих лет специалистами ВНИГРИ изучалось транзитное, то есть переходное между сушей и морем мелководье (до 20 м), и ими же оно было выделено в качестве целостного объекта Федерального уровня. Большинство открытых в настоящее время месторождений нефти и газа на шельфе Печорского моря относится именно к этой зоне. Важно также то, что основная доля НСР УВ содержится в нефтегазоносных комплексах, залегающих на глубинах до 3-4 км.
Для определения приоритетных направлений и первоочередных объектов дальнейших поисково-разведочных работ в исследуемом районе особое значение приобретают изучение и региональная корреляция основных продуктивных горизонтов, изучение закономерностей пространственного изменения их филырационно-емкостных свойств, анализ и учет особенностей формирования, размещения и геологического строения выявленных залежей нефти.
Настоящая диссертация содержит результаты исследований по изучению геологического строения, нефтегазового потенциала, прогнозированию ловушек разного типа в палеозойских отложениях Печороморского шельфа и научному обоснованию направлений дальнейших поисково-разведочных работ и освоению залежей нефти и газа.
Исследования включали также литолого-стратиграфическую корреляцию разрезов морских и смежной суши поисково-разведочных скважин, что обеспечило достаточно надежное выделение в соответствующих частях разреза нефтегазоносных комплексов, продуктивность которых доказана на рассматриваемой северной части ТІШ.
Проведенная геолого-экономическая оценка эффективности реализации нефтяных проектов в пределах Печорского шельфа свидетельствуют об их рентабельности даже при тех весьма жестких промыслово-технологических и макроэкономических параметрах, которые были заложены. Вместе с тем очевидно, что в перспективе рейтинги этих проектов будут неуклонно возрастать по мере развития и совершенствования техники и технологий морской добычи и систем транспортировки углеводородного сырья, наращивания объемов добычи, неуклонного роста цен на нефть и газ и, наконец, в связи с постепенным истощением более доступных запасов в пределах суши.
Начало формирования нового (Печорского) нефтегазодобывающего района на северо-западе России можно отнести к 2005 году, ко времени планируемой установки добывающей платформы на Приразломном месторождении. Проблема быстрейшего наращивания сырьевой базы этого района чрезвычайно злободневна. Этим и определяется актуальность проведенного исследования, направленного на уточнение ресурсной базы и обоснование главных направлений освоения шельфа Печорского моря.
Цель работы.
Научное обоснование основных направлений освоения нефтегазового потенциала экваториальной части Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции (шельф Печорского моря).
Основные задачи.
-
Анализ ресурсной базы шельфа Печорского моря.
-
Геологическое обоснование основных нефтегазовых объектов поисков и освоения.
-
Обоснование рентабельности освоения нефтегазовых объектов.
-
Прогноз ловушек, фазового состава и качества углеводородного сырья.
-
Выбор и обоснование основных объектов геологоразведочных работ и освоения ресурсов углеводородного сырья.
Фактический материал.
В основу диссертационной работы положены результаты исследований автора по геологии и нефтегазоносности северной части Тимано-Печорской провинции и, преимущественно, шельфа Печорского моря. Основной массив данных состоит из материалов скважин, пробуренных как в акватории, так и на прилегающей суше, данных сейсморазведки и геофизических исследований скважин (ТИС). Широко использовались публикации и фондовые материалы по территории севера Тимано-Печорской провинции
специалистов ВНИГРИ, ВНИИОкеангеологии, Севморгеологии, ВНИИГаза, ООО «Газфлота», ТПНИЦ, ОАО «Архангельскгеолдобычи» и др. Научная новизна.
-
При оценке нефтегазоносности показано единство основных нефтегазоносных комплексов севера Тимано-Печорской провинции (суша-шельф), сделан прогноз фазового состояния и качества углеводородов
-
Наличие многочисленных перерывов в разрезе осадочных отложений крупных погребенных поднятий позволяет спрогнозировать широкое развитие ловушек и залежей стратиграфически экранированного типа.
-
В пермо-карбоновом комплексе установлена четкая закономерность ухудшения фильтрационно-емкостных свойств пород с увеличением глубины их залегания от I горизонта к Ш и IV вследствие изменения литологических разностей от органогенных карбонатов на более плотные.
-
К условиям акватории адаптирована методика интерпретации данных ГИС, на основании которой на Долгинском месторождении выделены наиболее перспективные нефтегазоносные горизонты.
-
Оптимизирована схема экономической оценки локальных объектов, дано геолого-экономическое обоснование очередности ввода в бурение и освоение перспективных объектов в пределах Печорского шельфа.
Практическая значимость.
-
В результате уточнения ресурсной базы определена обеспеченность планируемой добычи нефти запасами и перспективными ресурсами на шельфе Печорского моря.
-
Проведенная геолого-экономическая оценка характеризует перспективы реализации проектов изучения и последующего освоения ресурсов нефти в акватории Печорского моря (в случае их подтверждения) как вполне реальные технологически и привлекательные экономически.
-
Выбраны и обоснованы основные объекты геологоразведочных работ и освоения ресурсов углеводородного сырья, к числу которых отнесены Медынская-море-1, Полярная, Русская, Паханческая.
Защищаемые положения.
1. Состояние запасов и ресурсов нефти и газа в ловушках различных типов, прогноз их фазового состояния и качества на шельфе Печорского моря. Наиболее крупными запасами и ресурсами углеводородов обладает верхневизейско-нижнепермский карбонатный комплекс, где прогнозируются крупные открытия в различных типах ловушек, включая сложнопостроенные. По мере погружения комплекса с юго-востока на северо-запад залежи
тяжелой сернистой нефти с высоким содержанием смол и асфальтенов будут сменяться залежами легких парафинистых нефтей, а затем нефтегазоконденсатными бессернистыми скоплениями.
-
Комплексирование детальных сейсмических исследований 2Д с данными ГИС по 2-3 скважинам для создания геологической модели месторождения и определения подсчетных параметров для обоснования промышленных категорий запасов на поисково-оценочной стадии геологоразведочных работ (ГРР).
-
Около половины ресурсов углеводородов Печорского моря относится к предельно рентабельным. Значительная доля - к рентабельным и нерентабельным, но по мере их освоения, совершенствования техники и технологии нефтегазодобычи, а также повышения рыночной конъюнктуры на нефть и газ, доля высокорентабельных ресурсов будет возрастать.
-
Наиболее перспективными объектами проведения геологоразведочных работ являются: по нефти - структуры валов Сорокина, Медынского, Долганской зоны поднятий, по газу и газоконденсату - продолжения Колвинского и Шапкина-Юрьяхинского валов, севера Гуляевского вала, юго-западная часть Печороморского поднятия.
Апробация работы.
Основные положения диссертации опубликованы в 6 печатных и 10 фондовых работах, докладывались на международньж и всероссийских научньж конференциях и семинарах («ТЭК России - основа процветания страны», 2004 - Санкт-Петербург; «Стратегия развития и освоения сырьевой базы основньж энергоносителей в России», 2004 -Санкт-Петербург и др.).
Результаты научньж исследований автора были использованы при обосновании в ООО «Газфлот» направлений геологоразведочных работ на шельфе Печорского моря, подсчета запасов и ресурсов углеводородного сырья.
Структура работы.
Работа состоит из введения (общая характеристика работы), 7 глав и заключения, объемом 185 стр., 39 рисунков, 20 таблиц, списка литературы из 109 наименований. Выполнена в ООО «Газфлот» и во ВНИГРИ под руководством доктора геолого-минералогических наук, профессора В.Н. Макаревича, которому автор выражает свою благодарность за постоянную помощь, внимание и поддержку. Автор также признателен за полезные советы и внимание к представленной работе доктору геол.-мин. наук Е.В. Захарову (ООО «ВНИИГАЗ»), канд. геол.-мин. наук ВА Холодилову (ООО «Газфлот»), сотрудникам ВНИГРИ кандидатам г.-м. наук О.М. Прищепе, Г.А. Григорьеву, Ю.И. Зыгнеру, АЛ Отмасу, СБ. Старостиной.
Литолого-стратиграфическое расчленение осадочного чехла
На Печорском шельфе пробурено ограниченное число глубоких скважин (16 скважин). Причем изученность бурением палеозойских отложений в акватории невысока. Всего 4 скважины (1-Паханческая, 5-Приразломная, 1-Бугринская и 1/4-Песчаноозерская) вскрыли нижнепалеозойский разрез в акватории.
Распределение скважин по площади крайне неравномерно, основной объем бурения сосредоточен в юго-восточной, наиболее перспективной части шельфа, являющейся продолжением Варандей-Адзьвинской структурной зоны Тимано-Печорской провинции.
При ограниченной информации о палеонтологической изученности керна литолого-стратиграфичеекое расчленение разрезов глубоких скважин шельфа Печорского моря проведено путем их корреляции со скважинами прилегающей суши, стратиграфические разбивки по которым давно отработаны и сведены в соответствующих каталогах по Тимано-Печорской провинции.
В составе осадочного чехла ТПП, включая ее экваториальную часть, вскрыты палеозойские, мезозойские и кайнозойские отложения, общей мощностью (на шельфе) 5-7 км (до 10 км на севере).
Сопоставление разрезов скважин Печорского шельфа показано на рисунке 1.2. /35/. При описании литолого-стратиграфических особенностей разреза осадочного чехла использовались данные многочисленных публикаций и исследований /67, 68, 83, 87-89, 98, 102-104, 106 и др./. Ниже приводится литолого-стратиграфическая характеристика каменноугольной, пермской и триасовой систем, которые являются в пределах исследуемой акватории наиболее перспективными в плане поиска залежей углеводородов.
Каменноугольная система
Система состоит из нижнего, среднего и верхнего отделов и расчленяется на семь ярусов: турнейский, визейский и серпуховский (нижний); башкирский и московский (средний); касимовский и гжельский (верхний). Нижний карбон Нижний карбон включает турнейский, визейский и серпуховский ярусы. Отложения широко развиты и характеризуются преобладанием карбонатных пород. Турнейский ярус расчленяется на гумеровский, малевский, упинский, черепетский, кизеловский и косвинский горизонты.
На о-ве Колгуев отложения турнейского яруса не известны. Амплитуда несогласия на границе позднего девона и карбона отвечает части фамена, всему турне и части визе. В этом смысле прослеживается несогласие с амплитудой аналогичной Хорейверской впадины.
На севере Денисовской впадины турнейский ярус представлен в основании аргиллитами и известняками в верхней части разреза.
На северо-востоке ТПП, в пределах Варандей-Адзьвинской зоны турнейский ярус известен в объеме черепетского и кизеловского горизонтов. По нижней границе наблюдается несогласный контакт с породами зеленецкого горизонта фамена, а по верхней — контакт с терригенными породами нижнего визе. Характер границы не ясен. Мощность турнейских отложений не превышает 150 м. Визейский ярус разделяется на два надгоризонта: кожимский и шуриновский и 6 региогоризонтов: радаевский, бобриковский, тульский, алексинский, Михайловский, веневский. Отложения широко распространены и отражают сложную карбонатно-терригенную последовательность. Суммарная мощность визейских отложений варьирует в широких пределах - от первых десятков метров до 350-550 м /35/. На о-ве Колгуев по скважине Песчаноозерская (интервал 3117-3075 м, мощность 42 м) отложения визейского яруса выделены по ГИС и характеризуются сочетанием доломитов, аргиллитов и известняков. Они залегают несогласно на породах верхнего фамена и перекрываются доломитами серпуховского яруса.
На севере Денисовской впадины нерасчлененные отложения визейского яруса представлены доломитами и известняками с прослоями аргиллитов в нижней части разреза. Доломиты плотные, тонкозернистые, ангидритизированные с пятнистой структурой; известняки мелкокристаллические, доломитизированные с включениями ангидрита.
На северо-востоке ТПП, в пределах Варандей-Адзьвинской зоны отложения визейского яруса представлены карбонатными породами, отражающими обстановки края тепловодного шельфа с высокими темпами карбонатной седиментации, разнообразной бентосной фауной и многочисленными водорослями. К сожалению, из-за отсутствия информации по керну трудно дать детальную характеристику с указанием положения границы горизонтов.
Серпуховский ярус расчленяется на тарусский, стешевский (верний подъярус), протвинский и запалтюбинский (нижний подъярус) горизонты.
На о-ве Колгуев отложения серпуховского яруса представлены доломитами серо-коричневыми зернистыми (нижний подъярус) и известняками органогенными, участками глинистыми с прослоями и включениями ангидрита, с фораминиферами, характерными для протвинского горизонта верхнего подъяруса (скважина Песчаноозерская 1/4, интервал 3075-2979 м, мощность 96 м).
На севере Денисовской впадины нерасчленимые отложения серпуховского яруса представлены доломитами и известняками (скважина Зап. Хыльчую 50, интервал 3170-3061 м, мощность 109 м).
На северо-востоке ТПП, в пределах Варандей-Адзьвинской зоны отложения серпуховского яруса имеют широкое распространение и представлены в нижней части доломитизированными известняками, доломитами и ангидритами, а в верхней -известняками детритовыми с остатками разнообразной биоты: фораминиферы, криноидеи, мшанки, гастроподы и остракоды. По сочетанию серии скважин представляется возможность представить строение яруса, его объем и характер границ.
Суммарная мощность серпуховских отложений по данным разных авторов меняется от 20-30 м до 250-280 м. Средний карбон Средний карбон включает башкирский и московский ярусы. Отложения распространены неравномерно, характеризуются преобладанием карбонатных осадков, имеются области развития сложных карбонатно-терригенных фаций. Отмечаются несогласия регионального и локального характера. Башкирский ярус расчленяется на Вознесенский, краснополянский, северокельтменский, прикамский, черемшанский и мелекесский горизонты.
Строение отложений башкирского яруса рассматриваемого района Тимано-Печорской провинции выглядит следующими образом. На о-ве Колгуев отложения башкирского яруса по данным скв. Песчаноозерская 1/4 отсутствуют.
На шельфе Печорского моря по скважине Северо-Гуляевская 1 выделены отложения башкирского яруса в составе двух подъярусов. Нижнебашкирский подъярус представлен донезелловыми известняками с фораминиферами Eostaffella postmosquensis acuiformis, Е. pseudostruvei chomatifera, Pseudostaffella antiqua, Ps. antiqua grandis, характерными для северокельтменского и прикамского горизонтов. Отложения верхнебашкирского яруса представлены органогенно-детритовыми известняками с фораминиферами Profusulinella ex gr. Prisca, Pr. rhomboides, Pr. tashliensis. Мощность 100 м.
Основные результаты уточнения начальных суммарных и прогнозных ресурсов нефти в недрах Печороморского шельфа по состоянию на 01.01.2002г
В начале поздневизейского времени континентальный режим осадконакопления на территории ТПП (включая Печорский шельф) сменился морским, что привело к интенсивному карбонатонакоплению и формированию органогенных построек (ОП) в пределах инверсионных и унаследованных палеоподнятий, выраженных в современной структуре в виде валов и мегавалов.
Коллекторы верхнепалеозойского биогенно-карбонатного комплекса ТПП относятся к следующим типам: сложному, поровому и кавернозно-поровому. Сложные коллекторы характеризуются двумя фильтрационными средами: блоковой (пористая матрица) и межблоковой (фильтрующие трещины) и подразделяются на три класса: трещинно-поровые, порово-трещинные и макронеоднородные.
Полезная емкость в трещинно-поровых коллекторах характеризуется огромным превышением емкости пор и каверн над емкостью трещин (последняя чаще всего составляет десятые доли процента от объема пород и менее). Поровая и трещинная проницаемость сопоставимы.
В порово-трещинных коллекторах емкость пор и каверн, хотя и превышает емкость трещин, но не в такой степени, как в трещинно-поровых коллекторах. Трещинная проницаемость преобладает над поровой. Распределение емкостных и фильтрационных свойств в сложных коллекторах отличается анизотропностью. Макронеоднородные коллекторы представляют собой совокупность пластов с резко различающимися коллекторскими свойствами.
В кавернозно-поровых и поровых коллекторах полезная емкость образуется порами и кавернами. Условия фильтрации — поровая проницаемость и пьезопроводность, распределение емкостных свойств отличается изотропностью.
В рассматриваемом комплексе преобладают коллекторы сложного типа. Регионально распространены два природных резервуара: среднекаменноугольно-верхнекаменноугольный и нижнепермский (ассельско-сакмарский). Часто они образуют гидродинамически единый резервуар массивного типа (месторождения Медынское-море, Поморское, Варандей-море, Приразломное и др.).
В среднекаменноугольно-верхнекаменноугольном резервуаре коллекторы высокой и средней емкости порового, каверно-порового и трещинно-порового типов установлены в Печоро-Колвинском авлакогене и в Хорейверской впадине, на валу Сорокина, включая их продолжение в море. При этом доля коллекторов в разрезе существенно меняется даже в пределах одной площади. Наиболее выдержано содержание коллекторов в разрезах среднего карбона (21-87%, средние величины по площади 47-70%), в меньшей степени в разнофациальных отложениях верхнего карбона (5-68%, в среднем 14-44%).
Фильтрационно-емкостные свойства биогенных известняков и вторичных доломитов достигают 30% и более (в среднем по залежам 15-20%), газопроницаемость - более 1000 фм2 (в среднем по залежам 30-170 фм2).
Основную долю емкости породы составляют вторичные поры и каверны выщелачивания (с размерами до нескольких мм) по органическим остаткам. Высокоемкие коллекторы образовались по изначально пористым биогенным известнякам в результате выщелачивания, а местами - доломитизации. Они приурочены преимущественно к ядерным частям органогенных построек, а в разрезе - к региональным и внутриформационным перерывам.
Фильтрационные свойства коллекторов определяются сообщающимися порами и развитыми по всему разрезу открытыми трещинами в зависимости от типа коллектора.
Второй регионально распространенный резервуар приурочен к нижнепермским карбонатам. При этом биогенные карбонаты с высокоемкими и среднеемкими коллекторами приурочены, главньм образом, к ассельско-сакмарским отложениям. Рассматриваемые отложения, с которыми связано большинство органогенных построек среднекаменноугольно-нижнепермского комплекса, из-за характерной для биогермных фаций изменчивости отличаются значительными колебаниями содержания пород-коллекторов в разрезе (0-90%, средние по площади 11-64%). Наилучшие коллекторы связаны в первую очередь с ядерными частями биогермных построек.
На ряде объектов вала Сорокина залежи нефти связаны с артинскими карбонатными отложениями, где развиты трещинно-поровые коллекторы.
Неоднородность фильтрационно-емкостных свойств карбонатных коллекторов, в первую очередь сложных, как в региональном плане, так и в пределах локальных объектов выражается в различной продуктивности отложений. Определяющее значение при этом имеет сочетание зон повышенной трещиноватости пород и высокопористых интервалов карбонатного разреза.
Продуктивность скважин на месторождениях севера ТПП (включая Печорское море) колеблется в широких пределах. Дебиты скважин изменяются от нескольких тонн в сутки до 200-300 т/сут., иногда более 600 т/сут. (Приразломное, Северо-Гуляевское), в отдельных случаях - до 700 т/сут. Чаще всего наибольшая продуктивность свойственна биогермным фациям ассельского разреза с кавернозно-поровым и трещинно-поровым типом коллектора. Удельные коэффициенты продуктивности (дебит скважины в т/сут., приходящийся на 1 м коллектора при депрессии 1МПа) изменяется в этой части разреза от 0,5 до 39,8 (т/сут.)/МПа-м. Минимальные значения коэффициента продуктивности характерны для артинских и сакмарских коллекторов (0,1-0,2 (т/сут. )/МПа-м). Промежуточные - для средне-верхнекаменноугольных пород (0,1-17,4 (т/сут. )/МПа-м). При этом следует учитывать, что продуктивность скважин во многом определяется и технологическими факторами (условия вскрытия и освоения пластов, проведение обработки пласта и др.).
Существенную роль в повышении продуктивности скважин играет трещиноватость и связанная с ней величина проницаемости. Изучение этого явления в верхнепалеозойских биогермных отложениях показало, что здесь развиты преимущественно трещины отрыва доминирующих направлений, где трещины, как правило, зияющие.
Наличие тектонической трещиноватости, где трещины являются флюидопроводящими каналами, приводит часто к возникновению вторичной пористости выщелачивания. Последняя в значительной степени определяет фильтрационные свойства пород, то есть существование связи между крупными порами и кавернами. Зависимость продуктивности скважин от тектонических деформаций проявляется в определенной ориентации высокодебитных скважин, связанной с повышенной тектонической трещиноватостью. При сравнительно слабой трещиноватости дебиты скважин не превышают 50 т/сут., при увеличении плотности и раскрытости трещин, установленных в ориентированных образцах керна, дебиты возрастают до 100-200 т/сутки и более, при этом увеличивается и процентное содержание высокодебитных скважин.
Максимальные притоки нефти - более 300 т/сут. могут быть объяснены пересечением скважиной зон дробления.
Влияние тектонической трещиноватости на продуктивность скважин особенно заметно проявляется в пределах мобильных структур с биогермным типом средне-верхнекаменноугольно-нижнепермского разреза (Шапкина-Юрьяхинский, Колвинский, Сорокина, Тобойский, Медынский валы и др.), где притоки пластовых флюидов превышают 300-350 т/сут.
Именно к мобильным структурам, где формировались хорошо выраженные биогермные тела, в большинстве случаев приурочены наиболее крупные по площади и объему продуктивные резервуары, характеризующиеся высоким заполнением нефтью и газом, значительной эффективной толщиной, высокоемкими и хорошо проницаемыми коллекторами преимущественно каверно-порового и трещинно-порового типа (Коровинское, Долгинское, Приразломное, Северо-Гуляевское, Варандей-море месторождения).
Характеристика продуктивных горизонтов в карбонатных палеозойских отложениях шельфа Печорского моря, оценка фильтрационно-емкостных свойств
Нижнепермско-каменноугольная залежь нефти. Залежь пластового типа, контролируется структурно-тектонической ловушкой. Залежь включает три горизонта -П+Ш (аналоги продуктивных горизонтов соседнего Приразломного нефтяного месторождения) и IV. Продуктивные отложения представлены известняками органогенно-детритовыми, пористыми, кавернозными, прослоями плотными, глинистыми. Положение ВНК по скважинам 1-ЮД и 1-СД в продуктивных горизонтах не установлено - все коллекторские пласты по материалам ГИС нефтенасыщены; по результатам опробования в скважине 1-ЮД также получены безводные притоки нефти. Нижний уровень доказанной промышленной нефтеносности в скважине 1-ЮД находится на отметке - 295,6 м (отметка нижних дыр интервала перфорации), подошва нефтенасыщенного по ГИС коллектора в скважине 1-ЮД находится на отметке — 3295,2 м. По материалам ГИС все коллекторы в вышезалегающей карбонатной части разреза характеризуются как нефтенасыщенные. С учетом изложенного, нижний уровень нефтеносности условно принят на отметке - 3296 м.
При принятом уровне нефтеносности, по нижнепермско-каменноугольным отложениям в пределах Долгинского месторождения выделены в качестве самостоятельных подсчетных объектов участки Южно-Долгинский и Северо-Долгинский, включающие северный блок (приподнятое крыло структуры) и южный блок (опущенное крыло структуры) с осложняющими их куполами. Размеры залежи по основному северному блоку Долгинского месторождения 77x5-2 км, высота 343 м.
Газосодержание пластовой нефти условно принято равным величине газового фактора, рассчитанного по результатам испытания скважины 1-ЮД - 207 м3/т.
По степени изученности выделены запасы категории Сі и Сг. Запасы категории Сі ограничены вокруг скважины 1-ЮД окружностью с радиусом 1 км. Остальные запасы отнесены к категории Сг.
Суммарно по нижнепермско-каменноугольной залежи запасы нефти позволяют отнести эту залежь к крупной.
Верхнепермские залежи нефти. По степени изученности по всем объектам подсчета запасы отнесены к категории Сг. Следует отметить, что по материалам ГИС отмечается ухудшение ФЕС коллекторов по всем пластам верхней перми от скв. 1-СД к скв. 1-ЮД, что, по-видимому, связано с региональными условиями осадконакопления. Коллекторская часть пласта IV в скважине 1-ЮД замещается глинами. С учетом этого, промышленная ценность скоплений нефти в рассматриваемых отложениях на Южно-Долгинском участке подлежит уточнению.
Залежь пласта I. Залежь пластового типа, с юга ограничена тектоническим нарушением. Распространена только в пределах северного крыла Долгинского вала и имеет два самостоятельных объекта подсчета - в пределах Северо-Долгинского участка и в пределах Южно-Долгинского участка. Продуктивные отложения представлены песчаниками. Пласт испытывался в скважине 1-ЮД в интервале 2712-2734,5 м, притока флюида не получено. Отсутствие притока объясняется недоосвоением скважины в связи с авральным завершением навигации по погодным условиям.
Положение ВНК на Южно-Долгинском участке принято по материалам ГИС скважины 1-ЮД на отметке - 2702 м (глубина 2733 м). На Северо-Долгинском участке положение ВНК принято условно на отметке - 2725 м по замыкающей ловушку изогипсе (по ГИС скважины 1-СД все коллекторы в пласте нефтенасыщены). Размеры залежи по Южно-Долгинскому участку 12x1,8 км, высота 160 м, по Северо-Долгинскому участку - 42x3-5 км, высота 257 м.
Извлекаемые запасы нефти по пласту I характеризуют залежь как крупную.
Залежь пласта II. Залежь пластового типа, с юга ограничена тектоническим нарушением, распространена только в пределах северного крыла Долгинского вала. Продуктивные отложения представлены песчаниками.
Положение ВНК по скважинам 1-ЮД и 1-СД в пласте не установлено - все коллекторские прослои по материалам ГИС нефтенасыщены; опробование пласта не проводилось. Нижний уровень нефтеносности условно принят на отметке - 2771 м — по подошве нефтенасыщенного по ГИС коллектора в скважине 1-ЮД. При этом уровне Южно-Долгинский и Северо-Долгинский участки объединены единым контуром нефтеносности. Общие размеры залежи составляют 54x5,5-1 км, высота 243 м, по Южно-Долгинскому участку размеры 12x1-1,5 км, высота около 40 м, по Северо-Долгинскому участку - 42x5,5-2,5 км, высота 243 м. Залежь крупная по запасам. Залежь пласта III. Залежь пластового типа, с юга ограничена тектоническим нарушением, распространена только в пределах северного крыла Долгинского вала. Продуктивные отложения представлены песчаниками. Положение ВНК по скважинам 1-ЮД и 1-СД в пласте не установлено - все коллекторские прослои по материалам ГИС нефтенасыщены; опробование пласта не проводилось. Нижний уровень нефтеносности условно принят на отметке - 2827,4 м - по подошве нефтенасыщенного по ГИС коллектора в скважине 1-ЮД. При этом уровне Южно-Долгинский и Северо-Долгинский участки объединены единым контуром нефтеносности.
Общие размеры залежи составляют 54x5,5-1 км, высота 264 м, по Южно-Долгинскому участку размеры 12x1-1,5 км, высота около 30 м, по Северо-Долгинскому участку - 42x5,5-2,5 км, высота 264 м.
Результаты экономической оценки перспективных объектов Печорского шельфа
Стоимость ввода эксплуатационных скважин определяется глубиной залегания продуктивных отложений и осредненной стоимостью строительства эксплуатационных скважин, которая зависит от ее глубины, типа скважин (вертикальная, наклонно-направленная, с горизонтальным заканчиванием и т.п.). Нами в расчетах принята базовая стоимость строительства эксплуатационных скважин, отвечающая шкале в таблице 6.1.
Шкала кусочно-линейная, и стоимость проходки эксплуатационной скважины определяется с ее помощью аналогично стоимости поисковых скважин. Например, базовая стоимость скважины (добывающей или нагнетательной) для глубины 3500 м соответствует 5.5 млн. долл.
В случае усложнения конструкции скважин (например, проектирование более протяженного горизонтального участка с целью достижения больших дебитов) вводится удорожающий коэффициент (5-15% от базовой стоимости скважины).
При формировании эксплуатационного фонда предполагается перевод в эксплуатационные части поисково-разведочных скважин. Затраты на их расконсервацию определены в размере 1.5% от стоимости соответствующей эксплуатационной скважины.
Предполагается, что добывающая платформа укомплектована всем необходимым оборудованием для осуществления добычи и подготовки нефти к транспорту (включая энергетическое обеспечение платформы и подводных модулей), поэтому капитальные затраты по этим статьям не предусматриваются.
Во всех рассмотренных вариантах расчетов отсутствуют капитальные затраты на транспортную инфраструктуру и капвложения, направляемые на "непрофильные" элементы обеспечения функционирования промысла (суда снабжения, ледокольное обслуживание непосредственно самой платформы и т.п.). С точки зрения экономики проектов это более благоприятный вариант; схема приобретения собственного танкерно-ледокольного флота для обеспечения транспортных потребностей проектов влечет необходимость существенных дополнительных инвестиций на начальном этапе их реализации, что усугубляет и без того напряженные финансовые перспективы. Например, стоимость строительства одного танкера ледового класса на 60 тыс. т оценивается в 70-75 млн. долл.
Иными словами, по формальному признаку все рассмотренные варианты отвечают единой схеме, предусматривающей аренду танкерного флота и судов обеспечения (включая суда снабжения, ледокольные услуги и т.д.). Соответствующие расходы определены транспортным тарифом. Природоохранные мероприятия. Капитальные затраты на природоохранные мероприятия приняты в объеме 5% от капитальных затрат на промысловое обустройство объекта.
Состав эксплуатационных расходов в нефтедобыче определяется следующими статьями: - расходы на обслуживание эксплуатационных скважин (добывающих и нагнетательных); - капитальный ремонт эксплуатационных скважин; - затраты на извлечение пластовой жидкости; - затраты на сбор и транспорт продукции; - технологическая подготовка нефти; - затраты на закачку воды в системе ППД; объем закачки определяется объемом добытой пластовой жидкости и изменяется в зависимости от стадии разработки объекта и фонда нагнетательных скважин. На начальном этапе эксплуатации соотношение объема закачки к объему добычи определяется коэффициентом К=1.12, далее он постепенно снижается; - транспортировка нефти до узла учета (базовой платформы). На сегодня в России отсутствует практический опыт эксплуатации морских добывающих комплексов в арктических условиях. Вследствие этого не представляется возможным осуществить надежную и детальную постатейную калькуляцию перечисленных эксплуатационных расходов. Возможен следующий выход из сложившейся тупиковой ситуации (тем более, с учетом целей, поставленных нами): принимаем, что структура эксплуатационных расходов при морской нефтедобыче совпадает с их структурой в рамках сухопутных проектов, а величина соответствующих статей в 4 раза превышает нормативы, сложившиеся при разработке месторождений северной части ТПП (Ненецкий автономный округ).
Насколько приемлем такой подход, можно выяснить посредством сравнения цифр, полученных при экономической оценке исследуемых перспективных объектов. Так, осредненные удельные эксплуатационные затраты по проекту освоения перспективного объекта Медынское-море-1 при дебитах скважин 200, 250 и 450 т/сут оцениваются, соответственно, в 23.2,21.1 и 18.4 долл./т. Эксплуатационные затраты по одному из проектов освоения месторождения Приразломное (для дебита скважин более 800 т/сут) оцениваются, согласно публикациям, в 1.6 млрд. долл. (без учета затрат на транспортировку); соответственно, осредненные удельные эксплуатационные затраты (в зависимости от возможного достигнутого извлечения нефти, величина которого не приводится), варьируют в диапазоне 19.8-24.6 долл./т, что вполне согласуется с полученными выше показателями и, таким образом, свидетельствует о приемлемости избранного нами подхода.
Транспорт нефти до потребителя.
Транспортный тариф определяется выбранной схемой транспортировки. Она предусматривает доставку нефти танкерами дедвейтом 60-70 тыс. т от добывающей платформы до плавучего хранилища-накопителя в районе Мурманска, перегрузку нефти на линейные танкеры дедвейтом 120-170 тыс. т и далее - транспорт до Роттердама. Вся добываемая нефть направляется на экспорт. Стоимость ее доставки от платформы до конечного потребителя (включая аренду танкеров, оплату услуг ледокольного флота и перевалку на плавучем нефтехранилище) принята на уровне 21 долл./т.
Амортизационные отчисления. Амортизация всех капитальных затрат (включая инвестиции в геологоразведочные работы, эксплуатационное бурение, промысловое обустройство и природоохранные сооружения) осуществляется по ускоренной схеме (то есть амортизационные отчисления формируются пропорционально годовой добыче нефти в рамках проекта). Срок полной амортизации капитальных вложений принят соответствующим продолжительности проекта, но не более 25 лет с его начала. Вычислительная процедура подобной схемы общеизвестна и сводится к оценке объема добычи за весь срок амортизации и оценке объема ежегодных амортизационных отчислений как части всех инвестиций в проект, соответствующей доле текущей добычи в объеме нефти, извлеченной в течение амортизационного периода. Стоимость нефти. Цена нефти в расчетах принята на уровне 26.5 долл./барр. (193.5 долл./т), цены постоянные на весь период расчетов. Вся продукция (100%) направляется на экспорт. Налоговые отчисления. Расчеты проведены в рамках действующей налоговой системы. При этом предусмотрено взимание следующих видов налогов: - экспортная пошлина взимается с нефти, реализуемой за пределами РФ, в соответствии с действующей прогрессивной шкалой таможенной пошлины и определяется принятой экспортной ценой нефти (при цене экспортируемой нефти 26,5 долл/барр экспортная пошлина составляет 29.9 долл/т); - налог на добычу полезных ископаемых - 16.5%; - налог на пользование акваторией - 300 долл/км2;
